风电/光电/水电企业储能设施与融资租赁公司合作全景指南
一、政策红利：为什么现在是"黄金窗口期"
? 国家战略背书
国家发改委、国家能源局于2025年8月联合印发《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》，明确提出："引导金融机构对新型储能领域企业提供贷款和利率支持，探索融资租赁支持新型储能设备采购"。
? 监管导向明确
国家金融监督管理总局已将储能设备设施、风电光伏及光热发电设备、氢能设备等明确列入金融租赁公司鼓励开展的业务正面清单，为租赁公司投放储能项目提供了明确的政策依据。
? 行业数据印证
2025年以来，金融租赁机构在独立储能领域的投放异常活跃，已落地多个超GWh级项目，单笔金额最高达22.7亿元，涉及国银金租、华夏金租、越秀租赁等多家机构。储能已成为金融租赁行业继光伏、风电之后的又一战略级资产品类。
二、核心合作模式详解
模式一：直接融资租赁（新建项目首选）⭐
适用场景：企业新建储能电站，尚未采购设备。
交易结构：
融资租赁公司 ──购买设备──→ 设备供应商 │ └──出租设备──→ 发电企业（承租人） ↓ 分期付租金 → 期满后取得设备所有权核心特点：
融资租赁公司直接向设备供应商采购储能系统，出租给发电企业
企业按月/季支付租金，期满后设备所有权过户给企业
企业支付的利息可享受13%增值税抵扣的税收政策红利
融资额度通常为项目总投资的70%-80%
建设期放款比例一般不超过融资额的80%，剩余20%尾款在设备到货安装完毕、系统稳定运行且综合效率达标后下放
典型案例：
国银金租 × 包头储能电站：2025年9月，国银金租以17亿元向卖方中国电建集团湖北工程有限公司购买500MW/3GWh储能电站设备设施，与承租人签订10年期融资租赁合同，租金总额合计17亿元。
交银金租 × 甘肃储能电站：采用直租模式，融资8亿元，期限10年。
中建投租赁 × 浙江工商业储能：以直租形式支持光伏制造企业建设6.7MW/13.4MWh储能电站。
模式二：售后回租（盘活存量资产）
适用场景：企业已建成储能设施，需要盘活固定资产获取流动资金。
交易结构：
发电企业 ──出售设备──→ 融资租赁公司 │ └──租回设备继续使用──→ 分期付租金 → 期满后回购设备核心特点：
企业将已购置的储能设备出售给融资租赁公司，再租回使用
实质是将固定资产转化为流动性资金，同时保留运营权
监管要求：售后回租融资额不得超过租赁物账面价值，且需穿透核查承租人真实融资需求
适合已并网运行、现金流稳定的成熟项目
典型案例：
中冶京诚内蒙古混合型独立储能电站：采用"EPC总承包+融资租赁（回租）"模式，首笔放款达EPC合同总额的50%，收款比例高达95%，项目投资回收期较传统模式缩短25%。
南网租赁 × 云南瑞丽储能项目：通过"直接租赁+售后回租"组合模式，为200MW/400MWh共享储能项目提供近3亿元融资支持。
模式三：EPC + 融资租赁一体化模式
适用场景：企业希望一站式解决"设计+采购+施工+融资"的全链条需求。
交易结构：
融资租赁公司 ──提供资金──→ EPC总包方（负责设备采购+施工） │ └──建成储能电站──→ 发电企业 ↓ 分期付租金核心特点：
EPC总包方协助引入融资租赁公司，以直租方式采购储能设备
融资租赁公司直接向EPC方放款，企业无需直接对接设备采购
EPC方负责设计、采购、施工全链条，建成后移交企业运营
放款节奏与工程进度挂钩，降低企业资金占用
典型案例：
山能租赁 × 渤中海上风电：装机容量70万KW，布置70台10MW风力发电机组，租赁业务投放不超过50亿元，构建"租赁公司+项目公司"联合承贷主体，以EPC直租为基础交易结构，整合跨区域金融机构组建银团。
新疆20MW分散式风电项目：A公司由EPC方D工程公司引进E融资租赁公司，以"EPC+融资租赁"方式就风电设备开展直租业务，项目顺利建成并网并取得国补。
模式四：F + EPC + O模式（融资+工程总承包+运营）
适用场景：企业希望引入专业运营方共同承担运营风险，实现风险共担。
交易结构：
融资租赁公司 ──提供资金──→ 储能电站建设 │工程方 ──EPC总包──────────→ 储能电站 │运营方 ──负责运营──────────→ 获取运营费（约系统价格的2%） │ └──承诺保底收益给资金方核心特点：
融资租赁方作为储能资产的出租方，减轻业主资金压力
设备厂商/集成商深度参与项目运营，承担一定的性能担保责任
将产业方的技术信用转化为金融交易的增信要素
资金回收方式：运营费 + 利润预分配 + 保底收益承诺
典型案例：
国银金租 × 包头储能电站：由海博思创（设备厂商）深度参与，在EPC角色之外，还通过运营管理和收益保底安排，为融资租赁提供了额外增信。
模式五：合同能源管理 + 融资租赁
适用场景：企业用电成本高，希望通过储能降低用能成本，但不想承担设备投资风险。
交易结构：
融资租赁公司 ──持有设备所有权──→ 储能设备 │能源服务方 ──投资+运营──────────→ 为用电企业提供储能服务 │用电企业 ──按节能比例分享收益────→ 如85:15分成核心特点：
能源服务方投资购买储能，以能源服务形式提供给用电企业
双方按约定比例分享节能收益（如85:15）
融资租赁作为资金方，减轻能源服务方资金压力
租赁期内储能资产所有权归融资租赁方，到期后过户给用电企业
典型案例：
高景太阳能珠海金湾基地储能项目（28.5MW/100MWh）：应用"削峰填谷+光伏消纳+虚拟电厂"创新模式，融资租赁方作为储能资产出租方，采用"合同能源管理+融资租赁"组合模式。
三、典型合作流程（以直租模式为例）
? 第一阶段：前期筹备
步骤 | 具体操作 | 参与方 |
|---|---|---|
1 | 完成储能项目备案、电力接入批复 | 发电企业 |
2 | 选定融资租赁公司，提交基础资料（营业执照、财务报表、项目可研报告、征信报告等） | 双方 |
3 | 融资租赁公司项目尽调，出具融资方案 | 融资租赁公司 |
? 第二阶段：方案确定与审批
步骤 | 具体操作 | 参与方 |
|---|---|---|
4 | 融资租赁公司现场勘察（检查场地条件、电网接入条件、消纳比例等） | 融资租赁公司 |
5 | 双方商定：融资额度、期限、利率、还款方式、担保措施 | 双方 |
6 | 融资租赁公司内部审批确定额度 | 融资租赁公司 |
? 第三阶段：合同签订与工程建设
步骤 | 具体操作 | 参与方 |
|---|---|---|
7 | 签订三方合同：《融资租赁合同》《产品购买合同》（融资租赁公司↔设备供应商↔发电企业） | 三方 |
8 | 融资租赁公司根据工程进度分批放款（首批不超过EPC合同总额的50%） | 融资租赁公司→EPC方 |
9 | EPC方负责设备采购、安装施工 | EPC方 |
? 第四阶段：并网验收与起租
步骤 | 具体操作 | 参与方 |
|---|---|---|
10 | 项目完工，设备到货且安装完毕，系统能稳定运行且综合效率达标 | EPC方 |
11 | 融资租赁公司支付剩余尾款（约20%） | 融资租赁公司 |
12 | 各方共同进行并网验收 | 融资租赁公司、EPC方、电网公司 |
13 | 项目并网发电，正式起租，企业开始按期支付租金 | 发电企业 |
? 第五阶段：运营与期满处置
步骤 | 具体操作 | 参与方 |
|---|---|---|
14 | 企业按约定支付租金（通常每半年支付一次） | 发电企业→融资租赁公司 |
15 | 租赁期满，设备所有权无偿或有偿过户给企业 | 融资租赁公司→发电企业 |
四、关键风控要点与合规红线
⚠️ 融资租赁公司关注的核心风险
① 租赁物适格性风险
租赁物必须权属清晰、特定化、可处置、具有经济价值
不得将已设置抵押、权属存在争议或被司法机关查封的财产作为租赁物
严禁以租赁物虚构、低值高买等模式融资
② 承租人资质风险
企业征信良好，无被执行、限高、失信等不良记录
经营性现金流对租金的覆盖情况（融资额度通常不超过总投资的70%-80%）
对"弱主体"承租人（如注册资本金薄弱的项目公司），需穿透审查实际控制人整体资产实力和履约意愿
③ 收益覆盖风险
项目预期现金流能否覆盖融资利息和本金
储能项目的收益来源包括：峰谷价差套利、辅助服务收益（调频、备用）、容量租赁收入等
独立储能项目需关注电网调度频次和容量租赁市场价格波动风险
④ 合规风险（最重要）
融资租赁交易必须以真实的租赁物为基础，严禁"名租实贷"
交易结构中存在真实"融物"环节，不得仅为名义上的挂靠
租赁物应当是"特定化"的物理实体，而非抽象的"收益权"或"未来现金流"
⚠️ 监管要求（2025年新规）
根据《金融租赁公司融资租赁业务管理办法》（2025年12月发布）：
直接租赁：以设备采购价款为基础确定融资规模，资金用途严格限定于设备购置
售后回租：融资额不得超过租赁物账面价值，需穿透核查承租人真实融资需求
经营性租赁：按季度开展租赁物价值重估，对贬值超过20%的资产强制计提减值准备
租赁物属于未经登记不得对抗善意第三人的财产类别的，应当办理租赁登记
对单一行业融资集中度设置15%的红线
⚠️ 给发电企业的合规建议
确保项目手续完备：完成项目备案、环评、安评、消防验收、电网接入批复等全套手续
合理规划融资结构：避免过度杠杆，确保经营性现金流能够覆盖租金
注意租赁物独立性：拟作为融资租赁标的的设备，不得已被其他融资抵押或担保
明确会计核算方式：直租和回租在会计处理上有显著差异，需提前与审计机构沟通
关注电价政策变化：2025年2月发布的《关于深化新能源上网电价市场化改革的通知》提出"不得向新能源不合理分摊费用"，需密切关注对储能收益模式的影响
五、各类储能场景的合作要点对比
场景 | 推荐模式 | 核心关注点 | 典型收益来源 |
|---|---|---|---|
新能源配储（风电/光伏配套） | 直租模式 | 与新能源电站联合运行，需关注整体项目收益率 | 平滑新能源出力曲线，减少弃风弃光 |
独立储能电站 | 直租/F+EPC+O | 电网调度频次、容量租赁市场价格、辅助服务收益 | 峰谷价差套利（约30%）、调峰容量补偿、调频辅助服务 |
工商业储能（用电企业侧） | 直租/合同能源管理+融资租赁 | 企业用电负荷稳定性、分时电价差异幅度 | 削峰填谷、光伏消纳、虚拟电厂 |
水电配套储能 | 视具体情况 | 水电的季节性特点，需考虑枯水期/丰水期的充放电策略 | 配合水电调峰、参与辅助服务市场 |
六、实操建议总结
✅ 尽早引入融资租赁公司：在项目立项阶段就与融资租赁公司接洽，便于其提前介入尽调，加快后续审批节奏。
✅ 优选头部金融租赁公司：国银金租、交银金租、华夏金租、江苏金租等在储能领域投放活跃，有成熟的业务模板和审批经验。
✅ 合理设计还款节奏：储能项目的收益具有波动性，建议与融资租赁公司协商弹性还款方案（如建设期只付息不还本，运营期按现金流匹配还款频率）。
✅ 善用税务筹划：直租模式下，企业支付的利息可享受13%增值税抵扣，这是相比银行贷款的显著优势。
✅ 关注"运营+"增值服务：部分融资租赁公司已从单纯的资金提供者升级为"资金+运营+技术"的综合服务商，可在谈判中争取运营支持和性能担保。
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